渤海海域蓬莱9-A油田输导脊研究及应用

张宏国 王 昕 官大勇 刘朋波

（ 中海石油（中国）有限公司天津分公司 ）

输导脊是构造脊与孔渗性较好的输导层相互叠合形成的油气优势运移通道，分为不整合面输导脊和骨架砂体输导脊两种类型[1-2]。骨架砂体输导脊形成机制及控藏作用研究较多，分析认为输导脊平面展布受控于骨架砂体的物性和顶面形态[3]，物性平面差异不明显，构造高部位形成明显的运移低势区，油气主要沿构造脊形成输导脊[4-6]，因此骨架砂体的输导脊与构造脊是大致叠合的，输导脊（构造脊）控制了有利成藏区带[7]。不整合面特别是潜山不整合面输导脊的研究侧重于成藏模式的建立[8-9]，输导脊形成条件及控藏机制方面研究较少，主要还是借用骨架砂体的“输导脊就是构造脊”的思路，形成潜山勘探中高部位的油藏丰度较高的固有认识，影响了潜山及上覆新近系的勘探成效。针对潜山不整合面输导脊形成控制因素及控藏机制不清的问题，本文以蓬莱9-A潜山油田为例，利用测井、岩心薄片观察、包裹体等技术手段，通过与骨架砂体输导脊的对比分析，开展对潜山不整合面输导脊的研究。

1 蓬莱9-A油田地质概况

蓬莱9-A油田位于渤海中东部海域，处于郯庐走滑断裂带中段附近，整体位于庙西北凸起之上，东、西两侧被富生烃的渤东凹陷和庙西凹陷北洼所夹持，具有凹陷生烃、凸起聚烃的优越成藏背景（图1）。钻探表明，潜山岩性以花岗岩为主，新近系馆陶组富泥地层直接超覆于潜山之上，油层主要分布于花岗岩半风化岩石和新近系明下段（图2），其中潜山原油探明储量超过1×108t，为中国近海近几年最大规模的油气发现[10]。

图1 蓬莱9-A油田构造位置

图2 蓬莱9-A油田地层柱状图

从北东方向看，蓬莱9-A潜山由南、北两山头及中间的鞍部组成（图3a），平行鞍部方向看，潜山以斜坡的形式向渤东凹陷方向延伸（图3b），整体为斜坡背景之上发育的“两高夹一凹”的构造格架。锆石测年表明，潜山南、北山头为元古宙变质岩，鞍部为中生代花岗岩侵入体[11]。蓬莱9-A油田共钻探井19口，其中3井、6井位于南高点，9井位于北高点，其余井位于中间鞍部区域。蓬莱9-A油田原油主要来自于西侧渤东凹陷沙河街组烃源岩[12]，油源对比表明蓬莱9-A潜山不整合面具有良好的横向输导作用。

图3 蓬莱9-A油田构造格架地震剖面

2 输导脊类型及其发育主控因素

凹陷区的异常超压在斜坡区与凸起区对油气二次运移无明显作用，因此油气运移主要动力是浮力，主要阻力是输导层的毛细管压力[13-15]，而不同路径之上的浮力与毛细管压力差值不同，就决定了油气的优势运移路径，即形成油气输导脊。其中，浮力主要与油品及高差有关，油品性质越好，高差越大，浮力就越大；而毛细管压力主要受物性的控制，物性越好，毛细管压力越小。在渤海油田油气快速充注的晚期成藏背景下[16]，原油密度、黏度等参数可以作为常数考虑。

2.1 骨架砂体输导脊主控因素

骨架砂体输导脊与潜山不整合面输导脊的运移介质不同，导致了形成输导脊的影响因素不同。潜山不整合面输导脊主要依靠半风化岩石作为横向运移路径，而骨架砂体为展布面积大、高孔高渗的砂岩储层，是勘探中常见的油气运移“高速公路”。在原油密度和砂岩物性相似的条件下，骨架砂体的高差是影响运移最为关键的因素。渤海海域西部的石臼坨凸起为近东西走向，凸起之上的馆陶组砂岩含量在80%以上，与明化镇组底部富泥段形成良好的骨架砂体—泥岩盖层组合，骨架砂体的输导脊即为构造脊，从而在馆陶组顶部形成近东西走向的油气输导脊，输导脊之上的明下段为主要的含油层系。石臼坨凸起之上明下段的油源对比表明，来自秦南凹陷、渤中凹陷的油气沿输导脊向凸起运移，形成了近东西向的优势运移路径[17-18]，在此路径上由低到高、由东向西发现了秦皇岛34-1、秦皇岛33-1、秦皇岛32-6等浅层亿吨级油田区，其中处于构造最高部位、且汇油面积最大的秦皇岛32-6油田储量规模最大。

2.2 潜山不整合面输导脊主控因素

与骨架砂体不同的是，潜山岩性和物性横向可能存在变化，对应的毛细管压力也截然不同。通过统计渤海油田渤中28-1、蓬莱9-A、锦州25-1南、曹妃甸18-1、渤中26-2、锦州20-2等多个潜山油田半风化岩石的物性参数，表明不同岩性的潜山半风化岩石物性差异明显（图4）。因此潜山不整合面输导脊的形成不单单受控于高差与浮力，受控于物性的毛细管压力也是主控因素之一，输导脊与构造脊不一定叠合。

图4 渤海油田不同岩性潜山半风化岩石物性直方图

3 潜山不整合面输导脊形成机制

3.1 岩性与物性主导

渤海是华北克拉通破坏最强烈的中心部位[19]，在蓬莱9-A油田中间鞍部形成了中生代侵入花岗岩（锆石U—Pb定年：165—160Ma），侵入体周围3井和6井的变质岩年龄主要集中在2200Ma及1800Ma，形成于元古宙。其中，鞍部花岗岩存在3期隆升[20]，第一期107—(53.5～55.0)Ma，第二期(53.5～55.0)—(33.5～34.0)Ma， 第 三 期 (33.5～34.0)—23.3Ma，其中潜山储层主要形成于第三次快速隆升期。在整个隆升过程中，地温至少降低了220℃，按地温梯度30℃/km计算，隆升剥蚀的厚度至少达到7.3km。在如此强烈的构造剥蚀作用下，花岗岩裂缝极其发育，表现为岩心破碎程度较高，薄片上裂缝与溶蚀孔也十分发育，形成比较好的油气横向输导通道（图5a）；而南、北山头的变质岩由于矿物成分的差异[21]，整体致密，原生、次生孔隙及裂缝均不发育，半风化岩石物性较差（图5b、c），虽处于较高的构造位置，但是半风化岩石毛细管压力较大，不易形成优势运移路径。最终来自渤东凹陷的油气沿物性较好的低部位的花岗岩顺势而上，形成了亿吨级的潜山油田，而在南、北两个山头只发现了零星的油层，从而形成低部位鞍部含油的“个例”，而非传统认知中的“高山头成藏”。

图5 蓬莱9-A潜山花岗岩与变质岩薄片观察

位于南山头的3井和6井岩性相同，3井在潜山顶面的构造位置较6井低30m。3井潜山壁心在荧光下见亮黄色油气显示（图6a），通过潜山薄片包裹体观测，溶蚀孔边部见油气充注痕迹（图6b），表明3井变质岩潜山有极少量油气运聚，而6井潜山无任何油气显示（图6c）。通过统计两口井潜山半风化岩石的孔隙度，发现3井的潜山不整合面孔隙度普遍大于6井（图7），结合油气显示情况，也体现了物性主控潜山不整合面输导脊的形成。

图6 蓬莱9-A油田南山头变质岩含油气性差异

3.2 裂缝沟通作用是关键

图7 蓬莱9-A油田南山头潜山半风化岩石物性

裂缝可以沟通互不连通的孔隙，形成广泛分布的连通网络，有利于形成油气优势运移通道，进而有利于油气的运移和充注[21-22]。在蓬莱9-A油田，潜山中裂缝是决定油气充注的关键，裂缝越发育，油气充注强度越大，含油饱和度越高，从而形成油层；反之，形成含油饱和度较低的干层。从过10井的地震剖面看（图8），10井区潜山裂缝发育程度低，仅钻遇18m裂缝段，且测试出水，而高部位的1/2井区以及低部位的16井区潜山的裂缝（节理）相对发育，均钻遇较厚油层或储层。在潜山不整合面整体物性差于骨架砂体的背景下，裂缝发育沟通孔隙，形成渗透率较高的区带，是潜山不整合面输导脊形成至关重要的因素。

图8 过10井地震剖面（改善潜山内幕分辨率剖面）

4 深层输导脊与浅层成藏关系

4.1 蓬莱9-A油田浅层成藏

蓬莱9-A油田明下段储量规模达千万吨级别，这与潜山不整合面输导脊有什么关系呢？蓬莱9-A潜山为断背斜圈闭，面积超过80km2，横向聚油效果明显，这与凹陷区典型的沙河街组砂体油气中转站[23]异曲同工。所以，潜山半风化岩石持续汇聚油气的同时，也充当了浅层成藏的油气中转站。从油藏剖面看，切至潜山不整合面输导脊高部位的断裂（F2）沟通了油气中转站和浅层明下段圈闭，从而为明下段成藏提供了较雄厚的烃类基础和良好的运移条件；而切至输导脊圈闭低部位的长期活动断裂（F1），与潜山含油层段接触面积小，对应的明下段没有油气发现（图9）。因此，输导脊的聚油能力、输导脊与断层的配置是决定输导脊之上浅层成藏的关键[24-25]。若输导脊汇油面积大，且长期活动的断层切至汇油面积的高部位，则对应浅层具有很好的成藏潜力。

图9 蓬莱9-A油田油藏剖面图

4.2 潜山不整合面输导脊控藏作用的应用

渤中某构造区位于渤南低凸起中段，油气发现位于潜山或新近系。潜山岩性南北分带性明显，北部的渤中某潜山油田及围区为古生界奥陶系碳酸盐岩，南部面向渤中凹陷的斜坡区为物性稍差的中生界火山岩。该潜山油田油源对比表明油气来自北部的渤中凹陷沙河街组，因此潜山不整合面输导脊是研究区主要的横向输导通道。

从深层来看，渤中某构造区潜山东西向岩性、物性差异不大，发育近南北向走滑断层及派生断层，圈闭高点均依附于走滑断裂，因此走滑带附近的潜山不整合面为构造高部位（图10a)，为优势运移方向，即形成了近南北向的油气输导脊；对浅层新近系而言，走滑断层发育呈现分段性，派生、次生的小断裂更为发育，从而形成众多的断块圈闭（图10b）。近期钻探的两口井在新近系勘探成效差异很大，其中A井深层、浅层兼顾勘探钻至潜山，B井以浅层为目的层钻至馆陶组底部。经过分析，断层F1沟通了潜山不整合面的圈闭和浅层圈闭，且F1断层切至深层圈闭的高部位，深层圈闭面积为3.5km2，具有良好的横向聚油背景和垂向运移条件，因此A井在浅层钻遇30m油气层；断层F2为长期活动大断层，但是F2断层切至潜山不整合面的凹槽部位，未切至不整合面高部位的圈闭之内，在无横向聚油背景的条件下，断层垂向运移基本没有物质基础，因此受限于断层与潜山不整合面输导脊的较差配置关系，B井在浅层仅见到2m的油气显示。因此，输导脊的控藏作用研究在斜坡区的浅层勘探中具有广阔的应用前景。

图10 渤中某构造区圈闭与断层配置

5 结论

（1）蓬莱9-A潜山不整合面输导脊的形成受控于潜山物性和岩性，物性之中的裂缝发育程度是形成输导脊的必要条件，且输导脊与构造脊并不叠合，潜山低部位的花岗岩鞍部形成了油气输导脊；骨架砂体输导脊的形成受控于高差影响下的浮力，输导脊与构造脊叠合。

（2）潜山不整合面输导脊是油气二次运移的主要通道，与经典的古近系砂体相似，可作为浅层成藏的油气中转站。潜山不整合面输导脊或骨架砂体输导脊具有重要的控藏作用，输导脊横向聚油效果及其与断层的配置关系控制了浅层油藏的丰度。钻井证实，当输导脊圈闭形态好、面积大，且断层切至输导脊汇油面积的高部位时，对应浅层成藏概率较高。

（3）对于下伏无烃源岩的斜坡区与凸起区而言，厘清主要输导脊类型，进而分析输导脊的控运、控藏作用，对于寻找油气高丰度断块具有重要的意义。